La energía entra en la fase de gestión
Más renovables, más volatilidad y un nuevo reto para el sistema eléctrico: almacenar, equilibrar y utilizar mejor la energía.
Durante años, hablar de transición energética significaba hablar de nueva generación renovable: más parques solares, más aerogeneradores, más capacidad instalada.
Hoy esa conversación empieza a quedarse corta.
España ha alcanzado una posición renovable que hace unos años parecía lejana, pero el comportamiento del mercado durante los últimos meses está demostrando que producir más electricidad limpia no resuelve por sí solo todos los desafíos del sistema.
El reto de la segunda etapa de la transición energética ya no es únicamente generar más. Es saber gestionar mejor lo que generamos.
Y el verano de 2026 está siendo especialmente revelador.
Julio dejó una señal difícil de ignorar
El precio medio del mercado eléctrico español alcanzó en julio los 104,75 €/MWh, un 50,5 % más que en junio y cerca de un 50 % por encima de julio de 2025.
Pero el dato medio cuenta solo una parte de la historia, la otra está en cómo se comportó el mercado a lo largo del día.
Durante las horas centrales, la elevada producción fotovoltaica permitió mantener precios mucho más competitivos. Al llegar la tarde, sin embargo, la generación solar comenzó a desaparecer justo cuando la demanda seguía siendo elevada por las temperaturas.
Entonces entraron en escena otras tecnologías, especialmente los ciclos combinados de gas. El resultado es un mercado cada vez más marcado por una diferencia fundamental:
No cuesta lo mismo consumir energía a todas horas.
Esta tendencia ya la observábamos en junio y se ha hecho todavía más evidente en julio. La conocida curva de pato se acentúa y obliga a mirar el mercado con una perspectiva mucho más temporal.
El precio medio mensual sigue siendo útil, pero cada vez explica menos por sí solo.
Mucha energía solar no significa energía disponible en todo momento
Aquí aparece una de las grandes paradojas de la nueva realidad energética: España produce cada vez más electricidad renovable, pero esa electricidad no siempre está disponible cuando la demanda alcanza sus niveles más altos.
El problema no es la falta de generación, es el momento en el que esa generación está disponible.
Durante el mediodía, la fotovoltaica puede aportar enormes cantidades de energía al sistema. Sin embargo, cuando llega la tarde y cae la producción solar, la demanda continúa siendo elevada, especialmente durante episodios de calor.
Además, las temperaturas extremas pueden reducir ligeramente el rendimiento de los propios paneles fotovoltaicos.
Esto obliga al sistema a combinar diferentes tecnologías y recursos para mantener el equilibrio entre generación y consumo.Y aquí aparece una palabra que va a ganar protagonismo durante los próximos años: flexibilidad.
El almacenamiento deja de ser una promesa y empieza a convertirse en infraestructura
Si hay una conclusión que se repite en las noticias del sector durante las últimas semanas, es que las baterías han dejado de ocupar un espacio secundario en la conversación energética.
Los propios titulares recientes apuntan a un cambio de orientación de la inversión energética en España: las baterías y las redes comienzan a ganar protagonismo frente al primer gran ciclo de expansión renovable. Pero conviene poner este cambio en contexto:
España todavía tiene mucho camino por recorrer en almacenamiento. Un análisis reciente de FEDEA señala que en marzo de 2026 la potencia instalada de baterías era todavía de unos 135 MW, mientras que ya existían más de 11 GW de permisos de acceso y conexión para baterías. El objetivo del PNIEC se sitúa en 18,5 GW de almacenamiento para 2030, sin incluir el almacenamiento termosolar.
La diferencia entre ambas cifras es reveladora:
El mercado está preparando una infraestructura que todavía no ha alcanzado todo su potencial operativo. Y eso es importante porque una batería no sirve únicamente para almacenar electricidad.
Puede ayudar a desplazar energía desde las horas de mayor producción renovable hacia aquellas en las que el sistema más la necesita:
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Puede aportar servicios de ajuste.
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Puede contribuir a gestionar determinadas situaciones de congestión y estabilidad.
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Puede permitir que una mayor cantidad de generación renovable sea realmente aprovechable.
Por eso el almacenamiento empieza a dejar de ser una tecnología complementaria, se convierte en una pieza de la arquitectura del sistema.
Y junto a las baterías aparece otro gran protagonista: la red
Generar electricidad es solo el primer paso. Después hay que transportarla, distribuirla, equilibrarla y hacerla llegar allí donde se necesita.
El crecimiento de las renovables está aumentando la complejidad de esa tarea, por eso resulta significativo que las últimas informaciones del sector sitúen a las redes junto a las baterías como uno de los principales focos de inversión energética en España.
La transición energética necesita más generación, pero también necesita más capacidad para integrar esa generación, y necesita hacerlo de forma inteligente.
La red del futuro no será únicamente una infraestructura física formada por cables y subestaciones. Tendrá que incorporar más capacidad de gestión, digitalización, almacenamiento y control.
La pregunta deja de ser solamente:
¿Cuánta energía renovable podemos producir?
Y empieza a ser:
¿Cuánta de esa energía podemos integrar y utilizar cuando realmente la necesitamos?
El gas sigue presente, aunque con un papel diferente
La expansión renovable tampoco ha eliminado el papel del gas. Durante julio volvió a quedar demostrado: cuando cae la producción solar y aumenta la demanda, los ciclos combinados pueden convertirse en una pieza fundamental para cubrir las necesidades del sistema.
El problema es que esta dependencia tiene un coste.El precio del gas europeo volvió a ganar protagonismo durante julio y, junto con la demanda y la meteorología, contribuyó a tensionar los mercados eléctricos.
Las últimas semanas también muestran que la seguridad energética continúa dependiendo de un mercado internacional de gas complejo: Argelia ha ganado peso en los envíos a España, mientras que los movimientos internacionales del petróleo y el gas siguen condicionados por factores geopolíticos.
Esto no significa que la transición energética esté fallando, significa que el sistema todavía está atravesando una etapa de convivencia entre tecnologías diferentes.
Renovables, nuclear, hidráulica, gas, almacenamiento y redes tendrán que convivir durante años mientras cambia la estructura de generación.
Almaraz: otra pieza del nuevo equilibrio energético
La complejidad del sistema también se refleja en una decisión que afecta directamente a Extremadura: el Gobierno ha acordado prorrogar la operación de la central nuclear de Almaraz hasta 2030, después del informe favorable emitido por el Consejo de Seguridad Nuclear.
Más allá del debate energético y político que acompaña a la energía nuclear, la decisión introduce un elemento relevante en el escenario que estamos analizando.
La transición energética no está sustituyendo unas tecnologías por otras de manera inmediata. Está construyendo un sistema en el que diferentes tecnologías tendrán que convivir y cumplir funciones distintas.
La nuclear aporta generación firme y continua; las renovables aportan cada vez más energía limpia y competitiva; el almacenamiento permite desplazar parte de esa energía en el tiempo; las redes hacen posible integrarla y transportarla; y tecnologías como los ciclos combinados aportan capacidad de respaldo cuando las condiciones del sistema lo requieren.
Almaraz representa, por tanto, una pieza más de ese complejo equilibrio.
Y para Extremadura tiene además una dimensión especialmente relevante: la central forma parte del tejido energético, industrial y económico de la región, al tiempo que el territorio extremeño continúa incrementando su capacidad de generación renovable.
La cuestión de fondo no es elegir una única tecnología.
Es conseguir que todas las piezas del sistema puedan contribuir a garantizar seguridad de suministro, estabilidad y competitividad mientras aumenta el peso de las renovables.
La volatilidad ya no es una excepción
Esta es quizá una de las conclusiones más importantes de todo lo ocurrido durante estos meses.
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El mercado eléctrico europeo está cada vez más expuesto a cambios rápidos.
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Una ola de calor puede elevar la demanda.
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Una caída de la producción eólica puede tensionar los precios.
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Una subida del gas puede trasladarse rápidamente al mercado eléctrico.
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Y un incremento de la producción renovable puede provocar el efecto contrario durante determinadas horas.
Los últimos análisis del mercado europeo vuelven a mostrar precisamente esa relación entre producción renovable, demanda y precios. En la primera semana de agosto, una mayor producción eólica y una menor demanda favorecieron descensos en los precios eléctricos europeos. Es decir:
la volatilidad no desaparece cuando instalamos más renovables. Cambia de naturaleza, y eso obliga a cambiar también la forma de analizar el mercado.
El consumidor también forma parte de la transición
Hasta ahora hemos hablado mucho de grandes infraestructuras, pero hay otra pieza mucho más cercana: el consumidor.
Porque si la energía es más abundante y barata durante determinadas horas y más escasa y cara durante otras, la capacidad de adaptar el consumo adquiere valor.
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Una empresa puede desplazar determinados procesos.
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Un hogar puede programar determinados electrodomésticos.
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Un vehículo eléctrico puede cargarse cuando existe mayor disponibilidad renovable.
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Una instalación con autoconsumo puede incorporar almacenamiento.
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Y una industria puede combinar contratación, previsión, flexibilidad y gestión de la demanda.
No todos los consumos pueden desplazarse, pero cada vez será más importante identificar cuáles sí.
Y aquí aparece una idea que desde Energía Tierra de Barros consideramos fundamental:
Gestionar energía no consiste únicamente en pagar menos por cada kilovatio hora. Consiste en entender cómo, cuándo y por qué se consume.
La segunda transición energética será una transición de gestión
La primera gran etapa consistió en cambiar la forma de producir, la siguiente tendrá que cambiar la forma de gestionar.
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Más generación renovable.
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Más almacenamiento.
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Más redes.
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Más flexibilidad.
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Más capacidad de previsión.
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Más información.
Y también consumidores y empresas capaces de adaptar sus decisiones a un mercado que ya no se comporta de manera uniforme durante todo el día.
El objetivo no debería ser únicamente conseguir que haya más energía limpia, sino conseguir que esa energía pueda estar disponible, integrada y aprovechada cuando realmente hace falta. Ese es el verdadero desafío de esta nueva etapa.
La clave para Energía Tierra de Barros
Desde nuestra editorial llevamos meses siguiendo esta evolución porque creemos que hay una diferencia importante entre conocer el precio de la energía y comprender el mercado energético.
El primero es un dato, el segundo exige contexto. Exige observar la generación, la demanda, el gas, las redes, el almacenamiento, la regulación y los hábitos de consumo. Y, sobre todo, exige entender cómo todas esas piezas empiezan a relacionarse entre sí.
El mercado energético que viene será más complejo, pero también ofrecerá más oportunidades para quien sepa interpretarlo.
La transición energética ya no consiste solamente en generar más. Consiste en aprender a gestionar mejor la energía que somos capaces de generar.
Y esa, probablemente, sea la gran clave de los próximos años.
Este análisis se ha elaborado a partir de datos y publicaciones de El Periódico de la Energía, Trivatio, Axpo TOP, AleaSoft Energy Forecasting, PwC y del Energy Institute Statistical Review of World Energy 2026, con la colaboración de Ember.
Este artículo ha sido creado por Energía Tierra de Barros, con ayuda de IA